樊家川油田樊中区块储层主控因素分析及综合评价

崔式涛,孙 佩,郑 儒,陈美军

(中国石油集团 测井有限公司,陕西 西安 710077)

樊家川油田位于陕甘宁盆地伊陕斜坡樊家川鼻状隆起的南部,南临甘陕古河,北靠姬原古隆起,古地貌呈现北东—南西向的短而宽的鼻隆。研究区位于樊家川油田樊中区块,受成岩作用影响,其油水界面高低不齐,总体规律为北东高、南西低,中部构造有局部高点,西部构造较陡,东部地形起伏较为平缓;区内主力产层属曲流河相沉积,储层特征及其主控因素一直以来成为研究的重点。笔者综合利用樊家川油田樊中区块储层的岩性、物性、电性及含油性等多方面资料,明确区内储层的主控因素,在此基础上进一步建立适合研究区的参数计算模型。

1 区域地质概况

樊家川油田樊中区块位于甘肃省环县东部,构造位置上处于陕甘宁盆地原古残丘南部,甘陕古河北岸,为典型的差异压实穹窿构造。研究区自上而下依次钻遇:第四系、新近系、古近系、侏罗系安定组、直罗组、延安组、富县组及三叠系延长组。区块含油层为延9、延10,以延9油层为主,主要分布在油田中部。延9油层平均有效厚度为16.2 m,延10地层为曲流河相沉积,沉积厚度12.0～53.4 m。延9地层为延10地层之上沉积的一套长流程辫状河沉积,以垂向加积和前加积为主[1- 4],沉积厚度32～52 m,由煤层、灰黑色泥岩、泥质砂岩及灰白色粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩不等厚交互组合。延8地层为准平原化背景上的河流—沼泽相沉积,厚度10～25 m,煤层较发育,为一套砂泥岩互层[5]。

2 储层“四性”关系研究

储层“四性”关系,即为储层的岩性、物性、电性和含油气性及其两两之间的关系,是储层综合评价的基础[6-7]。

选取研究区樊1、樊3、樊2-4、樊4-3、樊4-6、樊5-6、樊7-5等7口井的岩性分析资料进行综合分析,以期最大程度地逼近地下地层的真实信息。

2.1 岩性特征

环县地区延8油层组顶部煤层较发育,为一套砂泥岩互层。储层岩性为细一粗粒(含砾)长石岩屑质石英砂岩,其基本特点为岩性粗,胶结物含量高,胶结作用强。延9储层岩性主要为煤层、灰黑色泥岩、泥质砂岩及灰白色粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩不等厚交互组合,成分以石英为主,长石次之。黏土矿物以伊利石为主,含量51.3%;其次为高岭石和伊利石/蒙皂石混层,含量分别为27.3%和20.6%。延10储层岩性主要为砂质泥岩、泥岩、粉砂—含砾粗砂岩组合而成。

2.2 物性特征

为准确反映储层特征,研究前对岩心分析数据进行深度归位(图1)。通过深度归位,建立了岩心资料与测井曲线之间的关系。对岩心物性资料统计分析,得出研究区不同小层的孔隙度与渗透率分布直方图(图2)。研究表明,不同层间物性有差异,但总体表现为中孔—中渗型储层,孔隙度为8%～20%,渗透率为(1～200)×10-3μm2,主力产油层延9物性较延10有变好的趋势。

图1 岩心深度归位图

图2 延9-延10孔隙度与渗透率分布直方图

2.3 电性特征

研究区自然电位曲线和自然伽马曲线对砂体反应灵敏。储层砂体自然电位显著负异常,自然伽马呈低值箱形、电阻率高值、声波时差均在230～250 μm/s;泥岩自然伽马呈高值特征,自然电位平直接近泥岩基线,电阻率低值,声波时差跳跃幅度较大(图3)。

图3 研究区储层电性特征

2.4 含油性特征

录井和岩心资料显示,目的层含油活跃,显示级别多为油迹、油斑和油浸。研究区油层的伽马(GR)值较低、声波时差(AC)值较高、电阻率(RILD)值较高;水层伽马(GR)值较低、声波时差(AC)值较高、电阻率(RILD)值相对较低。

2.5 岩性、物性、电性和含油性之间的关系

2.5.1 岩性-物性关系

图4 樊中区块储层岩性—物性关系

研究区储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩和粗砂岩,不同岩性之间物性存在一定差异。从图4可以看出,研究区内粗砂岩物性优于中砂岩,中砂岩物性优于粉砂岩。研究区内储层岩性控制着储层的物性,即岩性越粗,储层物性越好。

2.5.2 岩性-含油性关系

通过对研究区内储层岩性含油产状进行分析,细砂岩、中砂岩和粗砂岩呈油浸、油斑、油迹特征,粉砂岩物性差,呈不含油或含油级别低的特征(表1)。

表1 樊中区块北三区岩性与含油性关系

2.5.3 物性-含油性关系

研究区储层物性与含油性关系统计表明,储层物性变好,含油性也变好,即储层孔隙度、渗透率越好,含油性越好。数据统计结果显示,油层孔隙度分布范围为12%～15%,这表明研究区内储层物性控制含油性。

表2 樊中区块储层物性与含油性关系

2.5.4 含油性-电性关系

研究区内水层电阻率为低值,油层电阻率为高值,含油性越好,电阻率越高。

2.6 储层主控因素分析

由储层“四性”关系组合图可以看出,主要产油储层中部岩性多为细砂、中砂及粗砂混层,自然电位负幅度大,自然伽马值相对低,电阻率较高(70～150 Ω·m),声波中-高,含油显示主要为油斑和油浸,物性显示孔隙度相对大、渗透率高,总体特征为岩性、物性好,电性高,含油性好(图5)。

综上所述,研究区岩性直接控制着物性和含油性变化。物性越好,含油级别越高,相应的电性特征越显著。

图5 樊中区块储层“四性”关系

3 储层参数建模

储层“四性”研究基础上,进一步明确储层控制因素,通过岩心实验数据与测井曲线建立一一对应关系,从而确立了研究区孔隙度、渗透率、泥质含量和饱和度模型参数计算模型。

3.1 孔隙度模型

通过岩心物性实验数据与声波时差、密度和中子曲线进行对比分析,研究区内声波时差与物性对应关系最好(图6)。选取樊中区块樊1、樊3、樊2-4、樊4-3、樊4-6、樊5-6、樊7-5等7口井岩心物性分析资料与声波时差建立研究区孔隙度计算模型。

建立的拟合公式为

φ=0.221 4×Δt-39.091,R2=0.937 0.

(1)

式中,φ为孔隙度;Δt为声波时差,μs/m。

图6 樊中区块储层孔隙度与声波时差交会图

3.2 渗透率模型

分析研究区储层孔隙度和渗透率间的关系表明,储层孔隙度越大,渗透率越好(图7),通过拟合,建立研究区渗透率模型。

建立的拟合公式为

K=0.158 2e0.375 9φ,R2=0.711 8.

(2)

式中,φ为孔隙度;k为渗透率,10-3μm2。

图7 樊中区块孔隙度与渗透率交会图

3.3 泥质含量模型

选用自然伽马曲线,对研究区储层泥质含量计算表明,自然伽马曲线对层内岩性变化的响应较好。自然伽马确定泥质含量的经验方程如下[8-10]:

(3)

(4)

式中,GR为自然伽马测井值;GRmin为储层自然伽马最小值;GRmax为泥岩自然伽马最大值;IGR为自然伽马相对值;Vsh为泥质含量;C为常数,新地层为3.7,老地层为2。

3.4 饱和度模型

研究区储层为砂岩储层,笔者选用阿尔奇公式建立饱和度模型。

阿尔奇公式为

(5)

含油饱和度:So=1-Sw.

式中,Rt为地层电阻率,Ω·m;φ为储层孔隙度;Rw地层水电阻率,Ω·m;m、n分别为胶结指数和饱和度指数;a、b为系数;So为地层含油饱和度。通过岩电实验确定本地区a=0.8,m=2.15,b=1,n=2,地层水电阻率;地层水电阻率0.25 Ω·m。

4 结 论

(1)樊中区块储层岩性主要有粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩,成分以石英为主,长石次之。储层物性总体表现为中孔中渗型储层特征,不同层之间物性有差异,主力产油层延9物性较延10物性好。

(2)储层“四性”关系分析表明,樊中区块储层主要产油层岩性多为细砂、中砂及粗砂混层,含油显示主要是油斑和油浸,物性显示孔隙度相对大、渗透率高,总体特征为岩性、物性好,电性高,含油性好。

(3)在“四性”关系研究基础上建立了适合研究区的泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度计算模型,满足该区储层评价的要求。从储层主控因素分析,研究区储层岩性控制物性,进而控制含油性。